Гидрогеохимические поиски месторождений нефти и газа, оснбван-
ные на факте существования ореолов рассеяния залежей углеводородов в
подвемной гидросфере, заключаются прежде всего в изучений химическо-
го, органического, микрокомпонентного, газового, изотопного и микро-
биологического состава подземных 'вод, интерпретируемого с`учетом типа
нефтегазоносных структур, истории их развития, гидрогеологических и
гидрогеохимических условий, степени катагенетического и других видов
геохимического изменения пород и органического вещества. Подобный
подход к данному вопросу четко прослеживается в работах М. Е. Альтов-
ского, В. А. Сулина, А. А. Карцева, М. С. Гуревича, В. Н. Корценштей-
на, В. А. Кротовой, В. М. Матусевича и др. При изучении состава под-
земных вод в нефтепоисковых целях серьевное внимание уделяется преж-
де всего получению качественных проб воды из соответствующих водонос-
ных горизонтов (без примеси бурового раствора), позволяющих получить
количественные значения региональных и локальных показателей нефте-
газоносности, 
специфичные 
для 
различных 
геологических 
структур.
В обобщенном виде они представлены в табл. 9.6.
Наиболее важными нефтегазопоисковыми гидрогеохимическими приз-
наками являются газонасыщенность подземных вод, состав водораство-
ренных газов и органических веществ. Использование этих показателей
позволяет выделять как крупные нефтегазоносные территории, так и ло-
кальные площади. Например, использование данных по упругости рас-
творенных газов на первых этапах изучения Западно-Сибирского арте-
зианского бассейна позволило Н. Н. Ростовцеву (1950): обосновать пер-
спективность на нефть и газ этой провинции. Дальнейшие исследования
показали, что основные нефтегазоносные районы и зоны басбейна оконту-
риваются значениями тазового фактора более 1 л/л, упругости растворен-
ных газов более 0,7, концентраций тяжелых углеводородов более 2% и
жирных кислот более 250 мг/л [Назаров, 19771. По данным М. И. Зейдель-
сона (1976), региональная граница промышленной нефтеносности в терри-
тенном девоне на востоке Русской платформы проводится по изолинии
общей газонасыщенности 0,25—0,3 л/л и содержанию углеводородов в
составе водорастворенных газов 25—30%.
При оценке продуктивности локальных структур наряду с повышен-
ными относительно фона значениями указанных показателей прямое неф-
тепоисковое значение приобретает бензол, изотопы углерода тидрокарбо-
нат-ионов, аквабитумоиды, некоторые рудные элементы (например, ни-
кель, кобальт, серебро, молибден и особенно ртуть), иногда радий (см.
табл. 9.3 и 9.6). Дискутируется вопрос и о локальном нефтепоисковом зна-
чении изотопов водорода и кислорода, а также некоторых ионно-солевых
показателей.
Определенный интерес при оценке перспектив нефтегазоносности
территорий представляют ревультаты гидрогеохимического опробования
относительно неглубоко залегающих (до 100—200 м) водоносных. горизон-
тов, ниже которых расположены продуктивные нефтегазоносные пласты
[Соколов, 19591.
Применение рассматриваемого метода связано с решением ряда серь-
езных задач, среди которых необходимо отметить такие, как выяснение
надежности поисковых признаков в конкретных районах, их генезис и
режим, вопросы комплексирования различных видов опробования, про-
верка качества и степени близости к природной обстановке используемых
для анализа проб воды и газа, выявление параметров (вональности, кон-
фигурации, размеров) и контрастности водных ореолов рассеяния нефте-
газовых залежей для различных литолого-структурных условий.
Гидрогеохимические поиски соляных месторождений практикуются
достаточно длительное время — источники соленых вод часто считались
показателями соответствующих залежей солей. Между составом соляных
18* 
215